L’autonomia energetica non è solo un sogno. È una scelta tecnica, culturale e personale. Da un paio di anni vivo in una casa alimentata da un impianto fotovoltaico da 8 kWp, con 15 kWh di accumulo e una gestione intelligente orchestrata da intelligenza artificiale. Risultato? La mia ultima bolletta bimestrale è di 48 €, di cui 16 € sono il canone TV. Il resto è energia. E anche quella, è tutta mia.
Ho dovuto, malvolentieri, suddividere l’articolo i due tronconi: ci sono troppe cose da dire rispetto al tempo di attenzione di un lettore medio. Questa m’è parsa la soluzione migliore per tutti, e ne varrà la pena aspettare qualche giorno affinché l’importanza di un veicolo elettrico V2G e del fotovoltaico casalingo con accumulo venga compresa al meglio dal lettore.
Nel prossimo, le considerazioni finali.
L’auto come batteria: il concetto di V2H/V2G
Con l’arrivo della mobilità elettrica, le auto non sono più solo mezzi di trasporto. Sono accumulatori mobili da 60–100 kWh, parcheggiati per il 90% del tempo. Il V2H (Vehicle-to-Home) permette di scaricare energia dalla batteria dell’auto per alimentare la casa. Il V2G (Vehicle-to-Grid) consente di immettere energia nella rete nazionale, contribuendo alla stabilità e ricevendo compensi.
Simulazione: un milione di auto elettriche V2G
| Parametro | Valore stimato | Note / fonte |
|---|---|---|
| Numero di auto V2G | 1.000.000 | Plausibile al 2028-2030 (oggi ~334k EV totali, proiezione PNIEC: 6,5M al 2030). |
| Percentuale attiva contemporanea | 50% → 500.000 auto | Basato su soste medie (notte/lavoro), ~50% connesse in orari di picco. |
| Capacità media batteria | 60 kWh (conservativa) | Media attuale 53 kWh; sale con nuovi modelli. |
| Energia disponibile per V2G | 50% della batteria → 30 kWh/auto | Limite per non intaccare mobilità; ciclo round-trip 80%. |
| Totale energia disponibile | 500.000 × 24 kWh = 12 GWh | Utile per ~1-2 ore di scarica di picco. |
| Potenza media erogabile/auto | 3 - 7 kW (scarica controllata, non massima) | Conservativo; fino a 7 kW domestico, 22 kW aziendale. |
| Potenza istantanea totale | 1.5 - 3,5 GW | Dipende da aggregazione; es. 500k × 3-7 kW. |
12 GWh di energia immediata disponibile → sufficiente a coprire:
Il fabbisogno giornaliero di 2 milioni di abitazioni (media 6 kWh/giorno/abitazione)
1.5 - 3.5 GW di potenza istantanea → pari a
circa una grande centrale nucleare.
O il 10–15% del picco serale medio italiano in inverno
La rete italiana (gestita da Terna) ha un picco di domanda attuale di circa 56 GW (luglio 2025), con consumi medi giornalieri di circa 800 GWh. Un parco V2G come immaginato nella simulazione agirebbe come una batteria distribuita mobile: essa assorbe senza sforzo gli eccessi rinnovabili (ex. il solare diurno) e rilascia in picchi serali, stabilizzando la rete senza bisogno di storage stazionario costoso. Ecco l’impatto stimato, in termini percentuali e benefici:
- Su Picchi di Domanda (Peak Shaving)
- Riduzione potenziale: 1.5-3.5 GW, ovvero il 2.7-6.2% del picco nazionale (56 GW).
- Esempio locale: A Roma, stime Areti indicano circa 400 MW solo con lo smart charging più il V2G iniziale; su scala nazionale si potrebbe arrivare a 2-4 GW con un milione di auto.
- Beneficio: Eviterebbe blackout o investimenti di rete per un risparmio di circa 1-2 miliardi di euro fino al 2030.
- Su Energia Totale e Integrazione Rinnovabili
- 12 GWh netti equivalgono a circa l’1.5% del consumo giornaliero, stimati oggi 800 GWh, ma concentrati tutti in 2-4 ore di picco; questo scenario dimezzerebbe i vuoti serali, integrando il surplus del 10-15% di solare/eolico (oggi al 42% della domanda energetica).
- Al 2030, con 6.5 milioni di veicoli elettrici V2G (stimati) si otterrebbe un potenziale accumulo totale pari a 300 GWh (pari alla produzione giornaliera di 12 centrali nucleari da 1000 MW), riducendo le emissioni CO2 di 200-300 mila tonnellate all’anno (valore economico 0.8-4.8 €/kWh evitato).
- Benefici Economici e Ambientali
- Economici: Almeno 700-800 milioni di euro all’anno per il sistema (riduzione costi dispacciamento del 40%); mentre gli utenti guadagnerebbero intorno ai 100 €/auto/anno vendendo il surplus di energia.
- Ambientali: Maggiore quota di rinnovabili significa meno emissioni (la doppia vita delle batterie ridurrebbe il bisogno di litio); il degrado extra batteria <1% in 10 anni con gestione smart.
- Rischi: Congestioni locali se non aggregati bene, ma mitigabili con le Unità Virtuali Abilitate Miste (UVAM) da 1 MW [1]
Sala tecnica operativa di Terna (RM)
Secondo Motus-E e ARERA [2] il V2G potrebbe diventare una delle leve principali per la transizione energetica italiana, con incentivi fino a 600 €/anno per utente e un significativo – come abbiamo visto — impatto strutturale sulla bilancia energetica nazionale.
In pratica, se anche solo metà delle auto elettriche italiane diventassero V2G-ready, potremmo trasformare il parco circolante in un gigantesco UPS nazionale, capace di assorbire e restituire energia in modo intelligente.
Un esempio molto simile è il californiano V2G Curbside [3] dell’aprile 2025. Il California Energy Commission ha finanziato un progetto da 1.1 milioni di dollari per sviluppare il primo sistema V2G curbside al mondo 1. È stato pensato in collaborazione con UC Berkeley e University of Delaware per creare colonnine bidirezionali installabili sui marciapiedi urbani, dove milioni di auto sono parcheggiate ogni giorno, con l’obiettivo di trasformare le auto elettriche in sosta in risorse energetiche attive, capaci di scaricare energia nella rete durante i picchi e ridurre la pressione sulle infrastrutture elettriche.
Solo in California, si parla di 7 milioni di veicoli leggeri parcheggiati quotidianamente. Se anche solo il 10% di questi fosse V2G-ready, si otterrebbero 21 GWh di energia disponibile in caso di necessità. Il progetto include lo sviluppo del J3068 Active Cable [4], un cavo intelligente che gestisce comunicazione, autenticazione e flussi bidirezionali.
24 Giugno 2025, California. Un Modello Perfetto
il 24 giugno 2025, la California ha vissuto un momento storico. Durante una fascia critica tra le 19:00 e le 21:00, la rete elettrica era sull’orlo del blackout a causa di un picco di richiesta e una produzione rinnovabile in calo (picco +15-20% rispetto alla richiesta prevista). Ed è lì che è entrata in gioco la Virtual Power Plant (VPP) di Tesla e Sunrun: una rete di 25.000 Powerwall domestici aggregati e gestiti in tempo reale.
Sunrun ha dispacciato oltre 340 MW prelevate dalle batterie domestiche in serata, mentre Tesla ha testato un evento con migliaia di Powerwall, iniettando potenza extra durante le ore critiche e evitando blackout diffusi. Si è trattato di un salvataggio da 100 MWh in un colpo solo, simile a una centrale termoelettrica di medie dimensioni ma distribuito e scalabile. E il sistema ha risposto in modo sincrono, stabile e distribuito, evitando il collasso della rete. Il modello californiano, con la sua straordinaria capacità di adattamento — domanda di picco intorno ai 50 GW, ha tagliato i costi emergenziali per centinaia di milioni di dollari e integrato un 15% di surplus di energia rinnovabile senza ricorrere a nuovi impianti centrali.
In Italia, con i nostri picchi estivi (tipo +7% consumi a giugno 2025), un setup VPP da un milione di auto e accumuli casalinghi potrebbe replicarlo alla scala nazionale, coprendo 1-3 GW extra senza muovere nemmeno un mattone.
L’esperienza californiana dimostra che l’energia decentralizzata è affidabile e che l’applicazione concreta dell’intelligenza artificiale nella gestione della rete elettrica distribuita è in grado di coordinare migliaia di dispositivi privati senza sforzo. E questo è un modello perfettamente replicabile in Italia grazie all’integrazione del modello casa-auto elettrica tramite il V2H/V2G.
28 aprile 2025. Caos nella Penisola Iberica
Il blackout del 28 aprile 2025 in Spagna e Portogallo è stato un campanello d’allarme per tutta l’Europa [5]. In pochi secondi, 15 GW di potenza sono spariti dalla rete iberica, causando oltre 10 ore di interruzione in molte zone e gravi disagi nei trasporti, telecomunicazioni e servizi essenziali. E tutto questo, paradossalmente, in un momento di alta produzione rinnovabile.
Non è stata la sovrapproduzione delle fonti rinnovabili, come qualche incauto il giorno dopo azzardò a proporre, ma una rete non sufficientemente flessibile per gestire sbilanciamenti improvvisi. Più precisamente fu proprio l’assenza di sistemi di bilanciamento del carico elettrico nazionale come sistemi di accumulo distribuito configurati in una VPP attiva a far crollare il sistema o, almeno, questa soluzione avrebbe ridotto di almeno un 40/50% le probabilità di un blackout estremo come quello che si è verificato dando il tempo necessario ai gestori di riallineare gli impianti tradizionali.
28 settembre 2003: Blackout italiano
L’Italia vista dallo spazio la notte del blackout nazionale del 2003
Dopo il blackout del 28 settembre 2003 [6], l’Italia ha invece investito pesantemente in reti intelligenti (le smart grid) con sistemi di protezione e riaccensione automatica, e interconnessioni europee più robuste coi paesi europei più vicini (Francia, Svizzera, Slovenia). Anche i sistemi di accumulo stazionario e fotovoltaico residenziale sono in crescita costante.
L’adozione della normativa CEI 0-21 che ora include anche il V2G [7] consentirà alla rete elettrica nazionale italiana di essere ancor più resiliente di quanto sia oggi.
Ora, immaginiamo di adattare l’ipotesi di cui sopra di un parco di un milione di auto elettriche V2G, esteso magari anche alle batterie domestiche per chi ha il fotovoltaico: con ARERA che promuove le Unità Virtuali Miste (UVAM [8]) regolamentate dal Testo Integrato del Dispaccciamento Elettrico (TIDE [9]) dal 2025, è fattibile: aggregatori come Enel X o nuovi player potrebbero coordinare via app, pagando 0.10-0.20 €/kWh per scarica.
Ecco l’impatto stimato da questo scenario:
- Sul picco italiano del 28 giugno scorso (eccesso di rchiesta di energia intorno a 1-2 GW):
- La VPP coprirebbe il 75-175% dell’extra domanda: 1.5-3.5 GW iniettati nelle 2-4 ore serali di picco dimezzerebbero il calo del fotovoltaico, evitando così onerose importazioni lampo da Francia e Austria (+20% nei prezzi spot).
- Beneficio: Risparmio rete di circa 100-200 milioni di euro a evento senza emissioni di gas extra, grazie al surplus fotovoltaico (Italia al 10% quota, sale al 25% con VPP).
- Rispettto al blackout spagnolo (un distacco generale causato dalla perdita di 30-36 GW):
- Scala nazionale: La rete italiana (picco 56 GW) è simile; una VPP da un milione di auto V2G mitigherebbe del 5-6% un guasto simile (appoggiandosi comunque anche alla rete europea). Con espansione a 2-3 milioni di auto V2G al 2027, si raggiungerebbero i 4-7 GW. Abbastanza per tamponare un 10-20% di caduta, dando tempo a Terna per reindirizzare il sistema.
- Scenario ottimista: In picco di domanda dovuta a un’ondata di caldo anomalo imprevisto,tipo il caso californiano, o un guasto alla rete , nel caso spagnolo, una VPP e le smart grid ridurrebbero i rischi di blackout totale del 40-50%, come in CA.
- Economicamente: Gli utenti guadagnerebbero per il loro surplus 100-200 €/auto/anno; il sistema nazionale risparmierebbe intorno ai 500-1 miliardo di euro all’anno in investimenti di stoccaggio.
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